Calculo del petróleo in situ por el metodo volumetrico

EXPERIENCIA 1: DETERMINACIÓN DEL PETRÓLEO ORIGINAL IN SITU POREL MÉTODO VOLUMÉTRICO. TRABAJO PRESENTADO EN LA ASIGNATURA ANALISIS DE NUCLEOS UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA FACULTAD DE INGENIERÍA INGENIERIA DE PETRÓLEOS 2014 CONTENIDO. OBJETIVOS GENERALES Y ESPECÍFICOS. 1. ELEMENTOS TEORICOS. 1.1. Yacimiento. 1.2. Métodos para el cálculo de reservas. 1.2.1. Método análogo. 1.2.2. Método volumétrico. 1.2.3. Método balance de materia. 1.2.4. Curvas de declinación. 1.3. Porosidad. 1.4. Saturación de agua. 2. PROCEDIMIENTO. 3. TABLA DE DATOS. TABLA 3.1. Área encerrada por cada isópaca. TABLA 3.2. Datos de porosidad y saturación de agua promedios por intervalos netos productores del campo San Francisco. TABLA 3.3. Datos del fluido de Yacimiento campo San Francisco. 4. MUESTRA DE CALCULOS. 5. TABLA DE RESULTADOS. 6. ANÁLISIS DE RESULTADOS. 7. FUENTES DE ERROR. 8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 9. RESPUESTA AL CUESTIONARIO. 10. BIBLIOGRAFÍA. en especial el método volumétrico sabiendo emplear la ecuación piramidal o trapezoidal según sea el caso. OBJETIVOS ESPECÍFICOS. OBJETIVO GENERAL.OBJETIVOS. Conocer los métodos disponibles para conocer el volumen de una estructura almacenadora de petróleo. Analizar los factores que afectan los cálculos del volumen del yacimiento mediante este método. . Dar un correcto uso a la ecuación piramidal y trapezoidal para determinar el volumen aproximado de la zona productora.  Determinar el volumen del petróleo y gas “in-situ” del yacimiento San Francisco por el método volumétrico.     Adquirir habilidad en el manejo del planímetro. Los yacimientos pueden clasificarse de acuerdo a diferentes parámetros.  Saturados.  Gas humedo. Yacimiento: Se entiende por yacimiento una unidad geológica de volumen limitado.1.1.2 Método volumétrico 1. .2.  Gas seco.2. algunos de estos son: Clasificación geológica de los yacimientos: Estratigráficos.  Petròleo volatil.2. Clasificación de Acuerdo al Estado de los Fluidos:  Petròleo negro. 1.2.4 Curvas de declinación Cada uno de los métodos tiene sus ventajas y desventajas y cada uno de ellos puede aplicarse independientemente. (2) Camino migratorio.  Asfalténicos. poroso y permeable que contiene hidrocarburos en estado líquido y/o gaseoso. Clasificación de Acuerdo al Punto de Burbuja:  Subsaturados.1 Método análogo 1. (3) Trampa.  Estructurales. (5) Transmisibilidad/Permeabilidad.  Combinados. Métodos para el cálculo de reservas: Existen cinco métodos tradicionales para la estimación de reservas: . (4) Almacenaje/porosidad.  Gas condensado. 1.2. Los cinco ingredientes básicos que deben estar presentes para tener un yacimiento de hidrocarburos son: (1) fuente. cada método requiere de datos diferentes que los otros para llegar al mismo resultado: "Reservas Recuperables".3 Método balance de materia 1. ELEMENTOS TEÓRICOS. 1 Método análogo: La analogía es un método usado en procesos de determinación de potenciales en cuencas sedimentarias debido a que es rápido. ∅ : Porosidad promedio en fracción. fácil y permite estimaciones a largo plazo. Se centra en procedimientos para determinar factores de recobro y reservas por acrepie.5 A n−1 . construcción de mapas y registros eléctricos. V b : El volumen bruto de la roca yacimiento (acre-pie).2 Método Volumétrico: El método volumétrico es utilizado para la evaluación de prospectos debido a su sencillez.5 An −1 ( Atope + Abase + √ Atope∗A base )∗h 3 si An ≤ 0.1. diferentes juegos de registros y programas aparentemente complicados para su análisis. Su cálculo se realiza directamente o a partir de una corrida de iniciación en un simulador de yacimientos. Para determinar el volumen aproximado de la zona productora a partir de las lecturas del planímetro se emplean dos (2) ecuaciones: Ecuación trapexoidal V b= Ecuacion piramidal V b= ( A tope + A base )∗h 2 si An >0. Tiene una exactitud relativa y los datos utilizados generalmente se obtienen a partir de sísmica.. la ecuación principal para determinar reservas de petróleo es: 7758∗∅∗V b∗(1−S W ) Boil Donde: 7758: Factor de compresion de (acre-pie) a Barriles.2. Sin importar la fuente de los datos o el método de cálculo. su desventaja es que arroja resultados poco exactos y requiere la presencia de pozos y campos aledaños que permitan un análisis adecuado. S W : Saturación promedio en fracción. 1.2. Adicionalmente se pueden tomar datos de corazones. N= N: El aceite orifinal in-situ (BS) B oil : Factor volumétrico inicial del petróleo (BY/BS). h. los yacimientos de aceite volátil y de gas condensado requieren un método especial.4 Curvas de declinación: En las curvas de declinación se grafican los datos de rata contra tiempo y por medio de la extrapolación de la curva obtenida se estima la producción en un determinado tiempo. La calidad de los datos obtenidos a través del balance de materia está en función de los datos históricos alimentados que consisten en producción y presión para determinar el volumen producido. Producido=Vol . Remanente La conversión de la ecuación en términos de volumen es aceptable ya que se considera que la densidad de los hidrocarburos que se extraen permanece constante. .2. Sw o FR. puesto que se mide el volumen más no la masa. Las curvas de declinación proporcionan un fácil análisis y a menudo dan buenos resultados. ya que los datos que se requieren son los de producción. donde: Masa ∏ ¿ masa original−masa actual Esta ecuación puede aplicarse para cada componente de acumulación o la acumulación puede tratarse como cada una de las fases ya sea monocomponente o multicomponeníes. esto no requiere ninguna suposición a cerca A. ¢.3 Método balance de materia: Este método se basa en la ley de conservación de la masa. Su mayor desventaja es su aparente facilidad. la ecuación usualmente puede expresarse en términos de volumen: Vol. 1. Las curvas de declinación no son simplemente curvas.Donde: V b : Volumen de crudo bruto (acre-ft) A n : Área encerrada por línea isópaca superior (acres) A n−1 : Área encerrada por la línea isópaca inferior (acres) h: espesor neto del intervalo entre las dos (2) isópacas (ft) 1. La aplicación del balance de masa puede dividirse en dos partes. en efecto. ellas pueden ser consideradas más difíciles de analizar que las pruebas ratatransiente.2. Esto es usualmente cierto para yacimientos de aceite negro.Original ∈−situ−Vol . la primera es la estimación del aceite original in-situ y la segunda es la predicción del comportamiento futuro. 3. Esta es una propiedad puntual.1. 1. gas o aceite) respecto al volumen poroso total: Sx = Vx V poro total Como se puede observar. la porosidad se define en porosidades absoluta. V t : volumen total. De acuerdo a la interconexión del volumen poroso. por tal motivo es necesario aplicar el valor promedio ponderado de diferentes puntos. ya que depende de los diversos procesos de sedimentación mediante los cuales se formó la roca. Para obtener esta propiedad se realizan pruebas a núcleos de formación obtenidos durante la perforación de pozos. es decir varia de un lugar a otro dentro del yacimiento. efectiva y no efectiva. esta propiedad depende de la porosidad y por lo tanto también es una propiedad puntual. Cuando se habla de la porosidad de una formación este parámetro se define como la relación entre el volumen efectivo ocupado por los fluidos del yacimiento dentro de la estructura rocosa y el volumen total de la estructura.4. es por esto que se utiliza la porosidad promedio o ponderada como un valor representativo de este en todo el yacimiento. Saturación de agua: Es la fracción de volumen que ocupa cada tipo de fluido(agua. Matemáticamente: V ∅= p Vt V p : volumen poroso. para obtener un valor representativo de esta propiedad del yacimiento. es decir varia en el yacimiento. Porosida: La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca (la propiedad inversa a la porosidad es la compacidad). . en sentido de rotación de las agujas del reloj Tomar tres lecturas consecutivas y promediar las áreas Si Si An/An+1 < 0. PROCEDIMIENTO.5 Utilizar VB=((1/2)h)*(An+An+1) No Utilizar VB=((1/3)*h)*(An+An+1+ ((An+An+1)^(1/2)) .2. INICIO Prender el planímetro y Ubicar el lector de la lupa sobre un punto de partida y retornar sobre la curva isópoca. Sumar todos los volúmenes y calcular VB Calcular el petróleo original in-situ y el gas en solución.1694 105.3552 6.0672 1630.8864 722.3056 2298.0192 12.04 5714.28 4806.1776 . Área encerrada por cada isópaca.7792 555. TABLAS. COTA BASE 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 AREA (Acres) 6332. TABLA 3.984 284.1. FIN 3.17 4089.672 3280. Ahora se calcula el gas producido y remanente y el factor de recobro.57 3675. 2. Datos de porosidad y saturación de agua promedios por intervalos netos productores del campo San Francisco. .TABLA 3. . Con la información de las tablas anteriores calcular el petróleo original in-situ del yacimiento en BF. suponiendo que es un yacimiento de gas. Francisco Temperatura Promedio del Yacimiento Presión Inicial del Yacimiento Gravedad API GOR o Rs a Presión de Yacimiento Presión de Burbuja Gravedad del gas 111°F 1187 Psia 27. . Datos fluido de Yacimiento campo Tabla No 2. Calcular el gas original in-situ en PCS.del Datos del Fluido de Yacimiento CampoSan SanFrancisco. 2. 4. Calcular el gas total en solución en el petróleo original en PCS. 3. MUESTRA DE CALCULOS.3.674 1.TABLA 3.4 155 SCF/STB 907 Psia 0. 04 0.5. además de la 9 y 10.443182 0.0192 12.28 )∗10 V b 1= =60231.57 3675. se procede a hallar el volumen bruto de la roca mediante la ecuación trapezoidal: V b= ( Atope + A base)∗h 2 El espesor de cada intervalo de las isópacas es de 10 ft.25 acres−pies 2 V b 3= ( 4806.117647 0.3056 2298.Se calcula la razón de áreas An A n−1 : COTA AREA (Acres) BASE 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 6332. los resultados de la razón de área son mayores a 0.17+ 4089.898792 0.769231 0.8864 722.1694 105.57 )∗10 =44478.17 4089.1776 An A n−1 6332.17 )∗10 =52602.7792 555.04+5714.28 4806.6 acres−pies 2 V b 2= ( 5714.892437 0. por lo tanto: 51 ( 6332.28+4806.709677 0.984 284.902439 0.700565 0.0672 1630.369565 0.3552 6.511111 0.672 3280.7 acres− pies 2 .500000 Como en las cotas desde la base a la cota 7.841081 0.04 5714.850900 0. 1694 )∗10 3 ( 12.3056+2298.135232acres− pies =511.816 acres−pies 2 V b 10= ( 555.7792∗1630.7792+555.672 )∗10 =38826.8864 )∗10 =19644.3552+ √ 6.3189614 acres− pies ∗0.8=72.8864 )∗10 V b 11= V b 12= V b 13= 3 ( 105.0192+ √ 12.3552 )∗10 3 Volumen total bruto de la roca: V b=∑ V bi =11464.1776∗12.0192∗284. por lo tanto: V b= ( A tope+ A base+ √ A tope∗A base )∗h V b 8= 3 ( 722.0672 )∗10 =27891.1694+ √ 105.3552∗105.984+284.888 acres− pies 2 V b 6= ( 3280.767 acres− pies 2 Para los intervalos restantes se utiliza el método piramidal ya que el resultado de la razón de áreas es menor o igual a 0.1694 )∗10 =4200.57+3675.0192 )∗10 3 ( 6.864 acres−pies 2 V b 7= ( 2298.21 acres− pies 2 V b 5= ( 3675.672+ 3280.0192+284.3056 )∗10 =34779.7792+1630.3552+105.0672+1630.768 acres− pies 2 V b 9= ( 722.V b4= ( 4089.8864+ √ 722.71799 acres− pies .5.984 )∗10 =6393.59234 acres−pies =1873.1776+12. 169 = 0.07676 0.5 +1.2 se obtienen los valores de porosidad y saturación promedio con la siguiente ecuación: = 0.4 STB 1.9759+ 0.07676 Para el calculo del gas total en solución en el petróleo original se utiliza la siguiente ecuación: 10 GSPO=4.6275 acres− pies De la tabla 3.000120∗ R s∗ γo B o=1.6275∗(1−0.135) =319106487.135 El calculo del factor volumétrico del aceite se realiza con la correlación de standing: [ () γg B o=0.169∗302971.V b=302971.94615∗10 PCS .2 BY STB Con el factor volumétrico del aceite se puede hallar el volumen de petróleo original in-situ con la siguiente ecuación: N= 7758∗∅∗V b∗( 1−SW ) B oil N= 7758∗0.25∗( T −460 ) ] 1. 169∗302971. TABLA DE RESULTADOS. PROPIEDADES DE YACIMIENTO Propiedad Valor .Para calcular el volumen del gas in-situ se utiliza: para el calculo de las propiedades pseucriticas se utilizó las correlaciones de standing y por ultimo el factor de desviación Z con la correlación de papay. para Bg finalmente obtener el con G= 43560∗∅∗V b∗(1−S w ) Bg G= 43560∗0.01034 G=1.135) 0.86583∗1011 PCS 5.6275∗(1−0. .86583∗10 11 PCS 1.Porosidad representativa por pozo Saturación de agua representativa por pozo 0.169 0.135 VOLUMEN DE PETROLEO ORIGINAL Propiedad Volumen de petróleo “Insitu” a condiciones de superficie Valor 319106487.4 STB Método Volumétrico PROPIEDADES DEL GAS Propiedad Volumen de gas “In-situ” a condiciones de superficie Factor Volumétrico del gas a condiciones iniciales Gas en solución petróleo a condiciones iniciales Valor 1.94615∗10 PCS 6.07676 BY STB 10 4. ANÁLISIS DE RESULTADOS. El volumen de petróleo inicial es mayor a condiciones de yacimientos que a condiciones estándar. lo que se 1.07676 BY/BS) y es de suma importancia. Esto se debe a que el petróleo se encuentra a altas temperaturas y presiones en el yacimiento. que contiene un yacimiento determinado. ya que por las altas invasiones económicas que conlleva la explotación de hidrocarburos.Esta práctica es fundamental para la estimación del posible petróleo. por consiguiente en superficie se obtiene mayor cantidad de gas.07676 traduce en que se necesitan barriles de petróleo en el yacimiento para producir 1 barril en superficie. gas condensado o condensado original “in-situ”. Por último. esto causa que el gas que se encuentra en solución con el petróleo se libere y por tanto el volumen de petróleo que obtenemos en superficie es menor. El factor volumétrico calculado fue de ( 1. el cual tiende a expandirse al pasar de las condiciones del yacimiento a las condiciones de superficie. FUENTES DE ERROR. para que una formación sea rentablemente explotada. cuando el petróleo es extraído a superficie las condiciones de presión y temperatura son menores. luego. . es necesario resaltar la importancia del método volumétrico en el cálculo de reservas. ya que indica los cambios de volumen del petróleo al cambiar de condiciones. debe contener buenos volúmenes de hidrocarburos 7. El caso contrario sucede con el gas. Es por esto que la principal fuente de error la encontramos en el manejo del planímetro.Se sabe que los cálculos hechos en este laboratorio dependen directamente del volumen de la estructura. la medición no se pudo hacer con las unidades indicadas por lo que conllevó a la realización de mas cálculos para la conversión de unidades con lo que el porcentaje de error puede aumentar. que fue obtenido a partir de las lecturas de las diferentes áreas en cada cota leídas sobre el mapa por medio del planímetro. pues este no se encuentra calibrado. Además hay que agregar los errores humanos al manipular este instrumento y a la hora de considerar cuales valores son los que más se aproximan entre sí para sacar el promedio de las áreas medidas. . por otro lado.  El método volumétrico es una importante herramienta analítica que permite determinar reservas de hidrocarburos. mediante el procedimiento practico. dado que el toma un volumen más cercano al real en cambio que por medio de la ecuación trapezoidal y piramidal se toma el volumen como una figura geométrica y no se considera que el volumen del yacimiento es irregular. al pasar de las condiciones de yacimientos a las condiciones de superficie.  Realizar una explicación rápida pero clara sobre el uso del planímetro para reducir las fuentes de error. La veracidad de este método esta en manos de una buena lectura del planímetro dado que dependerá el cociente de las áreas el cual indicará la ecuación correcta a usar.  Para cada grupo de trabajo proporcionar un mapa y un planímetro y así garantizar el entendimiento del proceso de medición de un yacimiento.  El factor volumétrico proporciona información importante acerca de los cambios de volumen que experimenta el petróleo. entre otros.  El planímetro es una herramienta útil para determinar el área encerrada por cada isópaca. gas.8. ya sea petróleo. condensado.  Para determinar el volumen aproximado del yacimiento por medio de la integral es mas preciso. dado que por medio de él se podrá conocer la cantidad de hidrocarburo original en sitio. aunque su precisión depende principalmente de la habilidad del operador. Es por esto que permite calcular el volumen a condiciones de superficie. condensado. . CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. gas. a partir del volumen de petróleo a condiciones de yacimientos.  Es necesaria una buena interpretación de los mapas del subsuelo a la hora de emplear el método volumétrico. CONSTRUCCION:     Interpolación Trazado.  Profundidad de los marcadores bajo la superficie. El intervalo entre las curvas depende de la diferencia de elevación dentro del área de estudio. por consiguiente un mapa estructural muestra la configuración de un horizonte o estrato.  Marcadores estratigráficos seleccionados. Interpretación. Los datos para su construcción deben ser referidos a una línea base. que por lo general es el nivel del mar. lográndose proporcionar un suficiente numero de isolineas que muestran una interpretación razonablemente clara de la estructura del subsuelo. Cuando no se dispone de ripios o núcleos para evaluarlos. Los datos litológicos y paleontológicos son utilizados en la determinación del tope de una unidad. ¿ Cuales son los pasos a seguir para la construcción de un mapa isópaco? Una curva estructural es una línea imaginaria que conecta puntos de igual posición estructural en el subsuelo. si el propósito del mapa es mostrar la estructura geológica.9. . Información requerida:  Ubicación exacta de cada punto de observación. 1. se utilizan los registros de pozos.  Composición conocida de las rocas. Utilización. RESPUESTA AL CUESTIONARIO. En el caso de tener un pozo a una distancia de dos espaciamientos.  LÍMITES CONVENCIONALES Están de acuerdo a normas o criterios establecidos por expertos en la estimación de reservas en las diferentes regiones. discordancia. modelos geológicos. por el contacto agua-hidrocarburos disminución de saturación de hidrocarburos. .2. c.). ante lo anterior se han definido diferentes tipos de límites los cuales son:  LÍMITES FÍSICOS Están definidos por la acción geológica (falla. etc. porosidad o por el efecto combinado de ellos. se fijará como límite convencional la poligonal formada por las tangentes a las circunferencias. de los pozos situados más al exterior. Si el límite físico del yacimiento se estima está presente a una distancia mayor de un espaciamiento entre pozos. por lo cual no son únicas y los mismos criterios pueden ser representativos para un grupo y no para otros. adicionalmente estos criterios pueden cambiar de acuerdo a la disposición de nueva información obtenida durante el desarrollo de la exploración del yacimiento. Los límites físicos obtenidos a través de mediciones confiables como pruebas depresión-producción. disminución de permeabilidad. a la mitad de la distancia que separa el pozo improductivo y el pozo productor más cercano a él. ¿Cómo se clasifica el limite físico y convencional de los yacimientos? Para el cálculo del volumen original de hidrocarburos promedio de los métodos volumétricos no siempre se tienen o conocen los límites hasta donde debe ser calculado el volumen. el limite físico se estimará a partir de los datos disponibles y en ausencia de ellos. este deberá tomarse en cuenta para el trazo de la poligonal que define el área probada. En el caso de existir pozos extremos improductivos a una distancia menor o igual a la del espaciamiento entre pozos. etc… tendrán mayor confiabilidad que cualquier límite convencional. b. d. algunos de los criterios son: a. El grado relativo de incertidumbre puede manifestarse asignando a las reservas una de dos clasificaciones principales. PROBADAS RESERVAS NO PROBADAS RESERVAS PROBADAS DESARROLLA DAS NO DESARROLLA DAS PROBABLES POSIBLES EN PRODUCCIÓN EN NO PRODUCCIÓN . De esta manera. 3. probadas o no probadas. ingenieriles y económicos se usan para generar un único número de estimación de reserva y “probabilístico” cuando se genera un rango de estimaciones y sus probabilidades asociadas. El método de estimación se llama “determinístico” cuando los datos geológicos. ¿Cómo se clasifican las reservas de hidrocarburos? Las reservas de hidrocarburos son las cantidades de hidrocarburos que se anticipa serán recuperadas comercialmente de reservorios conocidos hasta una fecha dada.Para la estimación de las reservas de un yacimiento se tomará como área probada la limitada físicamente y de no existir esta. las reservas no probadas tienen menor certeza de existir que las reservas probadas. se utilizará la limitada convencionalmente. Todas las estimaciones de la reserva involucran algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos geológicos e ingenieriles fiables en el momento de la estimación y la interpretación de estos datos. En ciertos casos. Pueden sub-categorizarse como reservas desarrolladas en producción o no en producción. En la ausencia de datos en los contactos de Agua – Petróleo. El área de reservorio considerada como contenido de reservas incluye el área de reservas delineada por perforación de pozos y definida por los contactos Agua – Petróleo ( si se conocen ) y las áreas no perforadas del reservorio que pueden juzgarse en la forma razonable como comercialmente productivas. y las regulaciones gubernamentales actuales. Las reservas probadas pueden categorizarse como desarrolladas o no desarrolladas. por el análisis de datos geológicos y de ingeniería.Las reservas probadas son cantidades de petróleo que. Las reservas pueden ser clasificadas como probadas si los medios para procesar y transportar esas reservas para ser comercializadas están operacionales en el momento de la estimación o hay una expectativa razonable que se instalaran tales medios. DESARROLLADAS Las Reservas Desarrolladas son las reservas que se esperan recuperar de los pozos existentes. sobre la base de los datos geológicos y de ingeniería disponible.  Desarrolladas en producción: son aquellas que se espera que sea recuperadas de zonas que están abiertas y produciendo en el . puede estimarse con razonable certeza que serán comerciables recuperables en un futuro definido bajo las condiciones económicas. salvo que este límite este indicado por otras pruebas definidas geológicas. en número correspondiente a reservas probadas puede asignarse sobre la base de estudios de pozo y/o análisis que indiquen que el reservorio es análogo a los reservorios en la misma área que están produciendo (o han probado la posibilidad de producir) en las pruebas de la formación. En general las reservas son consideradas probadas cuando la producibilidad comercial del reservorio se apoya en test de producción real o pruebas de la formación. o datos ingenieriles. o cuando los costos para hacerlo sean relativamente menores. Las reservas provenientes de recuperación asistida son consideradas desarrolladas sólo después de que el equipo necesario se ha instalado. En este contexto el término “probadas” se refiere a las cantidades reales de reserva de petróleo y no solo a la productividad del pozo o reservorio. los métodos. incluso las reservas “behind pipe” (detrás de la cañería). el punto de menor ocurrencia de hidrocarburos controla el límite de las reservas probadas. contractuales. ingenieriles y económicos similares a los usados para estimar las reservas probadas. . RESERVAS NO PROBADAS Las reservas no probadas se basan en datos geológicos. pero las incertidumbres técnicas. RESERVAS NO DESARROLLADAS Las reservas no desarrolladas son aquellas que se espera recuperar de: (1) los nuevos pozos en áreas no perforadas. Las Reservas No Probadas pueden ser clasificadas en “Reservas No Probadas Probables” y “Reservas No Probadas Posibles”. Reservas desarrolladas en producción provenientes de recuperación asistida son consideradas como tales después de que el proyecto de recuperación asistida está en el funcionamiento. o de regulación evitan ser clasificadas como probadas. Las reservas behind-pipe son las que se esperan recuperar de las zonas con pozos existentes que requerirán trabajos de completamiento antes de ser puestos en producción.  Desarrolladas no en producción: Incluye las reservas “shut in” y “behind pipe”. Las reservas no probadas pueden estimarse asumiendo condiciones económicas futuras diferentes de aquéllas prevalecientes en el momento de la estimación. (2) de profundizar los pozos existentes a un reservorio diferente. El efecto de posibles mejoras futuras en las condiciones económicas y los desarrollos tecnológicos puede ser expresado asignando cantidades apropiadas de reservas a las clasificaciones “probables” y “posibles”. o (3) donde se requiere una inversión relativamente grande para completar un pozo existente o (b) montar instalaciones de producción o transporte para proyectos de recuperación primaria o asistida.momento de la estimación. económicas. Las reservas “shut in”se espera que serán recobradas de: (1) zonas abiertas en el momento de la estimación pero que no han empezado a producir (2) pozos cerrados por condiciones del mercado o falta de conexión. o (3) pozos no productivos por razones mecánicas. tratamiento. o cuyos reservorios no son análogos a reservorios del área que están en producción o que contienen reservas probadas.  Las reservas en formaciones que parecen ser productivas basándose en análisis de pozos.  Las reservas atribuibles a un workover futuro.  Las reservas atribuibles a métodos de la recuperación asistida repetidamente exitosos cuando a) el proyecto piloto está planeado pero no ejecutado (b) la roca reservorio. debe haber por lo menos un 50% probabilidad que la recuperada final igualará o excederá la suma de las reservas probadas más las probables. En general.RESERVAS NO PROBADAS PROBABLES Las reservas probables son las reservas no probadas sobre las que el análisis geológico e ingenieril de los datos sugiere que es más probable que sean producidas que no lo sean.  Las reservas en una zona de la formación que parece estar separada del área de reservas probadas por una falla geológica y la interpretación geológica indica el área objetivo se encuentra estructuralmente más alta que el área de reserva probada. cuando se usan los métodos probabilísticos. u otros procedimientos mecánicos dónde tal .  Las reservas incrementales atribuibles a pozos intercalares que hubieran podido ser clasificados como probadas si la distancia entre pozos hubiera sido permisible por las regulaciones en el momento de la estimación (fuera del radio de drenaje) (N del T). en los casos en los que el conocimiento del reservorio es insuficiente para clasificar estas reservas como probadas. las reservas probables pueden incluir:  Las reservas que se anticipa serán probadas cuando se perforen pozos de desarrollo. pero faltan datos de corazones o pruebas definitivas. los fluidos. y características del reservorio parecen favorables para su aplicación comercial. En este contexto. el cambio de equipo. procedimiento no se ha probado exitoso en pozos que exhiben conducta similar en reservorios análogos. basadas en las interpretaciones geológicas. las reservas posibles pueden incluir:  Las reservas que. y las características del reservorio son tales que existe una duda razonable acerca de la comercialidad del proyecto.  Reservas incrementales atribuidas a procesos de perforación intercalar que estén sujetos a incertidumbre técnica. posiblemente podrían existir más allá de áreas clasificadas como probables.  Las reservas en un área de la formación que parece estar separada por fallas geológicas del área de reservas probadas y la .  Las reservas atribuidas a métodos de la recuperación asistida cuando (a) un proyecto piloto se planea pero no está en operación y (b) la roca reservorio. RESERVAS NO PROBADAS POSIBLES Las reservas posibles son aquellas no probadas en las que el análisis geológico y los datos ingenieriles sugieren que es menos probable que sean recuperadas que las reservas probables.  Las reservas en formaciones que parecen ser productivas basadas en perfiles de pozo y análisis de coronas pero pueden ser no productivas en a las operaciones comerciales. En este contexto.  Las reservas incrementales en reservorios probadas dónde una interpretación alternativa de producción o datos volumétricos indican más reservas que las que pueden ser clasificadas como probadas. cuando se usan los métodos probabilísticos. En general. debe haber por lo menos un 10% de probabilidad de que la recuperada final igualará o excederá la suma de las reservas probadas más las probables más las posibles. el fluido. Capitulo 2 “Propiedades físicas del medio poroso”.  PARIS De Ferrer. Facultad de Ingeniería. Freddy Humberto. Capitulo 5 “Propiedades de la roca”. en este no existe un acuífero adyacente al yacimiento (yacimiento cerrado). Capitulo 8 “Balances de materia”. Capítulo 3. Fundamentos de ingeniería de yacimientos. BIBLIOGRAFÍA.  PARRA Pinzón. Propiedades físicas de los fluidos de Yacimientos. . Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería. ¿Qué son yacimientos volumétricos y no volumétricos? Es una clasificación de acuerdo a variaciones del volumen originalmente disponible de hidrocarburos. Capitulo 4 “Cálculos volumétricos de hidrocarburos”. Universidad Surcolombiana. Ricardo. 10. Capitulo 3 “Propiedades de los fluidos”.interpretación geológica indica que el área objetivo se encuentra estructuralmente más baja que el área de reservas probadas. Magdalena. Laboratorio de Yacimientos.  ESCOBAR Macualo. Neiva. Capítulo 7.  PARRA Pinzón. Práctica 1: Determinación del petróleo original “in-situ” de un yacimiento por el método volumétrico. Universidad de Zulia. Universidad Surcolombiana. Fundamentos de ingeniería de yacimientos. 1990. Ricardo. Capitulo 5 “Balance de materia”. 2005. Facultad de Ingeniería. 4. Neiva.